理工酷

2022年09月13日发布

投资要点

风光发展大势所趋，煤电灵活性改造性价比突出。2022H1风光装机679GW（+21.2%），近几年风光装机增速均保持在15%以上。未来风光将成为我国主要电源，但风光的不稳定性、间歇性和波动性带给电力系统极大的平衡挑战，为满足高比例新能源接入电网需要增加系统调峰能力。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，煤电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本为0.05元/kwh；根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，煤电灵活性改造成本为60-180元/kw，远低于其他灵活性电源成本。煤电灵活性改造性价比突出，是短期内提升系统灵活性的最优选择。

当下煤电为主的电源结构叠加电力供需紧平衡下，煤电基础支撑保供价值凸显。我国发电结构以火电为主，2021年火电发电量达5.6亿千瓦时，占比达67.4%。2022年7月华北、华东、华中、南方地区最高发电负荷低于最高用电负荷，其中华中地区最高用电负荷同比增速达6.8%，高于最高发电负荷同比增速5.5pp，总体我国电力保供任务较为艰巨。立足当下以煤为主的基本国情和煤电为主的电源结构，将现有存量煤电厂改造为具有高调节性的煤电厂成为了短期内最具性价比的优选，电力供需紧张的关键时刻可发挥主体电源的支撑性作用，必要时刻可发挥调节性电源的辅助作用，兼具保供和调峰价值，具有逆周期防御属性。

火电灵活性改造打开百亿投资规模，市场空间较大。火电机组根据其改造目标、机组特点、燃料特性等会采用不同的改造技术，改造后调峰能力的提升程度也不尽相同。根据《火电厂灵活性改造技术对比分析》数据测算单位调峰容量成本约在500-1500元/kw。按照增加的调峰容量测算火电灵活性改造投资规模中观情形下规模可达175-525亿元；按照灵活性改造容量测算火电灵活性改造投资规模可达120-360亿元，不同测算方式下火电灵活性改造投资规模均在百亿级别。

火电盈利模式转变，度电利润或达0.058元/kwh。火电灵活性改造前作为电量主体，主要通过发电获取收益，灵活性改造后，不再以电量结算交易为主，还会通过参与辅助服务市场获取调峰辅助收益，火电盈利模式发生了转变。参考《考虑环保及补偿的火电机组调峰经济性研究》数据，测算660MW机组满负荷状态下的度电利润为0.053元/kw，而负荷率为37.9%机组的度电利润为0.058元/kw，高于满负荷状态的机组度电利润，经济效益较好。

投资建议：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注具有逆周期防御属性的火电及优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展等；3）水核：长江电力、中国核电等；4）其他：青达环保、中国天楹、协鑫能科、川能动力等。

风险提示：政策执行力不及预期风险、技术进步放缓风险等。